JP3299531B2 - 発電プラント - Google Patents

Description

【発明の詳細な説明】

【０００１】

【発明の属する技術分野】本発明は、複数の熱エネルギ
ー発生源および複数の電気エネルギー発生装置を備えた
発電プラントにおいて、線形計画法や非線形計画法等を
用いて各熱エネルギー発生源および各電気エネルギー発
生装置の負荷を適切に配分できるように構成した発電プ
ラントおよびその運転方法に関する。

【０００２】

【従来の技術】近年、ボイラや蒸気タービンを含む既存
設備に新たなボイラや蒸気タービンを増設した多缶ボイ
ラ型発電プラントが増加している。こうしたシステムを
効率的に運用するためには、効率の良いボイラ、蒸気タ
ービンを優先的に使用して、全体の負荷を高効率設備に
集中させる方法が一般的である。また、複数のボイラや
蒸気タービンを備える場合、１００％動作させる設備の
数を制御する台数制御が主流となっている。

【０００３】一方、ＣＯ₂、ＮＯｘ、ＳＯｘなどの環境
問題が地球規模で議論されており、発電プラントからの
排気ガスを適切に管理する必要がある。

【０００４】

【発明が解決しようとする課題】関連する先行技術につ
いて、特開平１０−１５９５０７号はディーゼル／ボイ
ラからなる発電装置においてＮＯｘを規制値以下に保持
し、最適なプラント効率を維持するように負荷分担する
ものであるが、ディーゼル燃料費用とボイラ燃料費用と
が同等でない場合は考慮されておらず、ディーゼルやボ
イラが複数台構成になって組み合わせが複雑になると計
算が困難になるという問題がある。

【０００５】また特開平８−２０００９５号は、予め作
成した起動停止スケジュールに沿って各プラントの発停
タイミングを最適化するものであり、発停中の燃料ロス
を最小にすることによってＣＯ₂、ＮＯｘの低減化を図
っている。

【０００６】また特開昭６１−１０４１０７号は、複数
ユニットから成る火力発電プラントにおいて、各ユニッ
トのＮＯｘ量を予測して制御するとともに、未起動のユ
ニットを起動する際にもＮＯｘの総量が規制値を超えな
いようにプラント全体のＮＯｘ量を制御している。

【０００７】また特開平８−１２８３０５号は、火力発
電プラントの起動スケジュールを自動生成する際、ファ
ジー推論を用いて、発生熱応力による制限と排出ＮＯｘ
などの環境規制値による制限を同時に満足している。

【０００８】また特開平８−３０３２１１号は、火力発
電プラントの起動スケジュールを自動生成する際、ファ
ジー推論、ニューラルネットワークなどの適応知識を習
得し、プラント運用が変更されても過去の運転実績に基
づいて起動スケジュールを最適化している。

【０００９】また特開平９−１５２９０３号は、火力発
電プラントの起動スケジュールを生成する際、動的シミ
ュレータに対してファジー推論を繰り返し適用して、起
動スケジュールの最適化をオフラインで支援している。

【００１０】また特開平２−４４１１９号は、環境因子
（ＮＯｘ、ＳＯｘ等）、安全因子（熱交換部のメタル温
度等）、効率因子（ボイラ効率、補機動力等）を指標と
してボイラの燃焼状態を制御している。

【００１１】また特開平４−３２２７２１号は、脱流装
置の補機などの異常によって脱流性能が劣化した場合、
ＳＯｘ規制値を超えないように発電プラントの最大負荷
を設定している。

【００１２】本発明の目的は、排気ガスの規制値を遵守
しつつ、ランニングコストの低減化が図られる発電プラ
ントおよびその運転方法を提供することである。

【００１３】

【課題を解決するための手段】本発明は、（ａ）燃料を
燃焼させて熱エネルギーを発生し、高温の熱媒体を供給
する複数の熱エネルギー発生源と、 （ｂ）熱エネルギー発生源からの熱媒体が有する熱エネ
ルギーを電気エネルギーに変換する複数の電気エネルギ
ー発生装置と、 （ｃ）各熱エネルギー発生源から排出される排気ガスを
処理する複数の排気ガス処理装置と、 （ｄ）熱エネルギー発生源へ供給する燃料の流量を制御
する燃料流量制御手段と、 （ｅ）熱エネルギー発生源へ供給する空気の流量を制御
する空気流量制御手段と、 （ｆ）電気エネルギー発生装置へ供給する熱媒体の流量
を制御する熱媒体流量制御手段と、 （ｇ）電力要求値ＷＳＥＴを設定する手段と、 （ｈ）プラント制御装置であって、 （ｈ１）熱エネルギー発生源からの熱媒体の流量ｆＢ
（ｉ）を、燃料の費用が異なる各種類ｋ毎の流量ｆＦＵ
ＥＬ（ｉ）（ｋ）の近似式で表し、 （ｈ２）各電気エネルギー発生装置Ｔｊの発電量Ｗ
（ｊ）ＳＥＴを、各電気エネルギー発生装置Ｔｊに供給
される熱媒体の流量ｆＴ（ｊ）の近似式で表し、 （ｈ３）複数ｑ種類の各燃料を切換えて使用する各熱エ
ネルギー発生源Ｂｉ毎の総燃料消費ランニングコストＣ
ＦＵＥＬを計算し、 （ｈ４）各熱エネルギー発生源Ｂｉ毎の複数の各種類毎
の排気ガス処理装置による排気ガス処理のランニングコ
ストの総和ＣＣＯ₂，ＣＮＯｘ，ＣＳＯｘを計算し、 （ｈ５）これらの総燃料消費ランニングコストＣＦＵＥ
Ｌと、各排気ガス処理のランニングコストの総和ＣＣＯ
₂，ＣＮＯｘ，ＣＳＯｘにそれぞれ対応する重みを考慮
したトータルのランニングコストＣＡＬＬを計算し、 （ｈ６）各熱エネルギー発生源Ｂｉからの各種類毎の排
気ガスの発生量ｆＣＯ₂（ｉ），ｆＮＯｘ（ｉ），ｆＳ
Ｏｘ（ｉ）の総量ｆＣＯ₂ａｌｌ，ｆＮＯｘａｌｌ，ｆ
ＳＯｘａｌｌを、予め定める各規制値ｆＣＯ₂（ｍａ
ｘ），ｆＮＯｘ（ｍａｘ），ｆＳＯｘ（ｍａｘ）以下と
し、かつ、 （ｈ７）前記トータルのランニングコストＣＡＬＬが最
小となるように、線形計画法または非線形計画法を適用
して、 （ｈ８）各電気エネルギー発生装置Ｂ１〜Ｂｎの目標電
力値Ｗ（１）ＳＥＴ〜Ｗ（ｍ）ＳＥＴ、ならびに （ｈ９）各エネルギー発生源Ｂ１〜Ｂｎの燃料流量ｆＦ
ＵＥＬ（１）（ｋ）〜ｆＦＵＥＬ（ｎ）（ｋ）および空
気流量ｆＡ（１）〜ｆＡ（ｎ）を、定期的に算出してそ
れぞれ制御目標値とし、 （ｈ１０）各熱エネルギー発生源Ｂｉの燃料の種類、燃
料の流量、燃焼用空気を制御するとともに、 各電気エネルギー発生装置Ｔｊに供給される熱媒体流量
を制御するプラント制御装置とを含むことを特徴とする
発電プラントである。 また本発明は、（ａ）燃料を燃焼させて熱エネルギーを
発生し、高温の熱媒体を供給する複数の熱エネルギー発
生源と、 （ｂ）熱エネルギー発生源からの熱媒体が有する熱エネ
ルギーを電気エネルギーに変換する複数の電気エネルギ
ー発生装置と、 （ｃ）各熱エネルギー発生源から排出される排気ガスを
処理する複数の排気ガス処理装置と、 （ｄ）熱エネルギー発生源へ供給する燃料の流量を制御
する燃料流量制御手段と、 （ｅ）熱エネルギー発生源へ供給する空気の流量を制御
する空気流量制御手段と、 （ｆ）電気エネルギー発生装置へ供給する熱媒体の流量
を制御する熱媒体流量制御手段と、 （ｇ）電力要求値ＷＳＥＴを設定する手段とを含み、 （ｈ１）熱エネルギー発生源からの熱媒体の流量ｆＢ
（ｉ）を、燃料の費用が異なる各種類ｋ毎の流量ｆＦＵ
ＥＬ（ｉ）（ｋ）の近似式で表し、 （ｈ２）各電気エネルギー発生装置Ｔｊの発電量Ｗ
（ｊ）ＳＥＴを、各電気エネルギー発生装置Ｔｊに供給
される熱媒体の流量ｆＴ（ｊ）の近似式で表し、 （ｈ３）複数ｑ種類の各燃料を切換えて使用する各熱エ
ネルギー発生源Ｂｉ毎の総燃料消費ランニングコストＣ
ＦＵＥＬを計算し、 （ｈ４）各熱エネルギー発生源Ｂｉ毎の複数の各種類毎
の排気ガス処理装置による排気ガス処理のランニングコ
ストの総和ＣＣＯ₂，ＣＮＯｘ，ＣＳＯｘを計算し、 （ｈ５）これらの総燃料消費ランニングコストＣＦＵＥ
Ｌと、各排気ガス処理のランニングコストの総和ＣＣＯ
₂，ＣＮＯｘ，ＣＳＯｘにそれぞれ対応する重みを考慮
したトータルのランニングコストＣＡＬＬを計算し、 （ｈ６）各熱エネルギー発生源Ｂｉからの各種類毎の排
気ガスの発生量ｆＣＯ₂（ｉ），ｆＮＯｘ（ｉ），ｆＳ
Ｏｘ（ｉ）の総量ｆＣＯ₂ａｌｌ，ｆＮＯｘａｌｌ，ｆ
ＳＯｘａｌｌを、予め定める各規制値ｆＣＯ₂（ｍａ
ｘ），ｆＮＯｘ（ｍａｘ），ｆＳＯｘ（ｍａｘ）以下と
し、かつ、 （ｈ７）前記トータルのランニングコストＣＡＬＬが最
小となるように、線形計画法または非線形計画法を適用
して、 （ｈ８）各電気エネルギー発生装置Ｂ１〜Ｂｎの目標電
力値Ｗ（１）ＳＥＴ〜Ｗ（ｍ）ＳＥＴ、ならびに （ｈ９）各エネルギー発生源Ｂ１〜Ｂｎの燃料流量ｆＦ
ＵＥＬ（１）（ｋ）〜ｆＦＵＥＬ（ｎ）（ｋ）および空
気流量ｆＡ（１）〜ｆＡ（ｎ）を、定期的に算出してそ
れぞれ制御目標値とし、 （ｈ１０）各熱エネルギー発生源Ｂｉの燃料の種類、燃
料の流量、燃焼用空気を制御するとともに、各電気エネ
ルギー発生装置Ｔｊに供給される熱媒体流量を制御する
ことを特徴とする発電プラントの運転方法である。 また本発明は、（ａ）複数ｎのボイラＢｉであって、費
用が異なる複数ｑの燃料を切換えて使用するボイラＢｉ
と、 （ｂ）各ボイラＢｉからの蒸気が流入される蒸気ヘッダ
ＳＨと、 （ｃ）複数ｍのタービン発電機Ｔｊであって、 蒸気ヘッダＳＨからの蒸気がそれぞれ供給され、各ター
ビン発電機Ｔｊからの総電力が外部に供給されるタービ
ン発電機Ｔｊと、 （ｄ）電力要求値ＷＳＥＴを設定する手段と、 （ｅ）プラント制御装置であって、 （ｅ１）各ボイラＢｉの蒸気ヘッダＳＨへ流入する蒸気
流量ｆＢ（ｉ）を、燃料の費用が異なる各種類ｋ毎の流
量ｆＦＵＥＬ（ｉ）（ｋ）の近似式で表し、各ボイラＢ
ｉの運用の燃料供給流量ｆＢ（ｉ）の範囲を設定し、 （ｅ２）各タービン発電機Ｔｊの発電量Ｗ（ｊ）ＳＥＴ
を、蒸気ヘッダＳＨから供給する蒸気流量ｆＴ（ｊ）の
近似式で表し、各タービン発電機Ｔｊの運用の発電量Ｗ
（ｊ）ＳＥＴの範囲を設定し、 （ｅ３）複数ｑ種類の各燃料を切換えて使用する各ボイ
ラＢｉ毎の総燃料消費ランニングコストＣＦＵＥＬを計
算し、 （ｅ４）各ボイラＢｉ毎のＣＯ₂排気ガス処理のランニ
ングコストの総和ＣＣＯ₂と、各ボイラＢｉ毎のＮＯｘ
排気ガス処理のランニングコストの総和ＣＮＯｘと、各
ボイラＢｉ毎のＳＯｘ排気ガス処理のランニングコスト
の総和ＣＳＯｘを計算し、 （ｅ５）これらの総燃料消費ランニングコストＣＦＵＥ
Ｌと、各排気ガス処理のランニングコストの総和ＣＣＯ
₂，ＣＮＯｘ，ＣＳＯｘにそれぞれ対応する重み係数ｗ
ｆ，ｗＣＯ₂，ｗＮＯｘ，ｗＳＯｘを設定し、 （ｅ６）トータルのランニングコストＣＡＬＬ、 ＣＡＬＬ ＝ ｗｆ・ＣＦＵＥＬ＋ｗＣＯ₂・ＣＣＯ₂ ＋ｗＮＯｘ・ＣＮＯｘ＋ｗＳＯｘ・ＣＳＯｘ を計算し、 （ｅ７）各ボイラＢｉのＣＯ₂の発生量ｆＣＯ₂（ｉ）の
総量ｆＣＯ₂ａｌｌを予め定めるＣＯ₂規制値ｆＣＯ
₂（ｍａｘ）以下とし、各ボイラＢｉのＮＯｘの発生量
ｆＮＯｘ（ｉ）の総量ｆＮＯｘａｌｌを予め定めるＮＯ
ｘ規制値ｆＮＯｘ（ｍａｘ）以下とし、各ボイラＢｉの
ＳＯｘの発生量ｆＳＯｘ（ｉ）の総量ｆＳＯｘａｌｌを
予め定めるＳＯｘ規制値ｆＳＯｘ（ｍａｘ）以下とし、
かつ、 （ｅ８）前記トータルのランニングコストＣＡＬＬが最
小となるように、線形計画法または非線形計画法を適用
して、 （ｅ９）各発電機Ｇ１〜Ｇｍの目標電力値Ｗ（１）ＳＥ
Ｔ〜Ｗ（ｍ）ＳＥＴ、各蒸気タービンＴ１〜Ｔｍの抽気
流量ｆＰ（１）〜ｆＰ（ｍ）、各ボイラＢ１〜Ｂｎの燃
料流量ｆＦＵＥＬ（１）（ｋ）〜ｆＦＵＥＬ（ｎ）
（ｋ）および空気流量ｆＡ（１）〜ｆＡ（ｎ）を定期的
に算出してそれぞれ制御目標値とし、 （ｅ１０）各ボイラＢｉの燃料の種類、燃料の流量、燃
焼用空気および給水量を制御するとともに、各タービン
発電機Ｔｊの蒸気ヘッダＳＨから供給される蒸気流量を
制御するプラント制御装置とを含むことを特徴とする発
電プラント。 また本発明は、（ａ）第１および第２ボイラＢ１，Ｂ２
であって、第１ボイラＢ１は、第２ボイラＢ２よりも燃
費がよく、第２ボイラＢ２は、第１ボイラＢ１よりも効
率がよく、各第１および第２ボイラＢ１，Ｂ２はいずれ
も、費用が異なる第１および第２燃料を切換えて使用す
る第１および第２ボイラＢ１，Ｂ２と、 （ｂ）第１および第２ボイラＢ１，Ｂ２からの蒸気が流
入される蒸気ヘッダＳＨと、 （ｃ）第１および第２タービン発電機Ｔ１，Ｔ２であっ
て、 蒸気ヘッダＳＨからの蒸気がそれぞれ供給され、第１タ
ービン発電機Ｔ１は、第２タービン発電機Ｔ２よりも効
率がよく、第１および第２タービン発電機Ｔ１，Ｔ２か
らの総電力が外部に供給される第１および第２タービン
発電機Ｔ１，Ｔ２と、 （ｄ）電力要求値ＷＳＥＴを設定する手段と、 （ｅ）プラント制御装置であって、 （ｅ１）第１および第２の各ボイラＢ１，Ｂ２の蒸気ヘ
ッダＳＨへ流入する蒸気流量ｆＢ（ｉ）を、燃料の費用
が異なる第１および第２種類毎の流量ｆＦＵＥＬ（ｉ）
（ｋ）の２次式で表し、 各ボイラＢ１，Ｂ２の運用の燃料供給流量ｆＢ（ｉ）の
範囲を設定し、 （ｅ２）第１および第２の各タービン発電機Ｔ１，Ｔ２
の発電量Ｗ（ｊ）ＳＥＴを、蒸気ヘッダＳＨから供給す
る蒸気流量ｆＴ（ｊ）の２次式で表し、各タービン発電
機Ｔ１，Ｔ２の運用の発電量Ｗ（ｊ）ＳＥＴの範囲を設
定し、 （ｅ３）燃料ランニングコストＣａを、予め定める第１
燃料の費用ＫＦＵＥＬ（１）を基準として、非線形計画
法を適用して、燃料ランニングコストＣａが最小となる
条件を計算し、 （ｅ４）第２燃料の費用ＫＦＵＥＬ（２）が第１燃料の
費用ＫＦＵＥＬ（１）の予め定める倍率の第１範囲（た
とえば１．０を含む範囲）である場合、電力要求値設定
手段によって設定された電力要求値ＷＳＥＴが予め定め
る低い範囲では、効率のよい第２ボイラＢ２を優先的に
動作させ、第２ボイラＢ２の能力限界付近で、燃費のよ
い第１ボイラＢ１を立ち上げ、かつ、効率のよい第１タ
ービン発電機Ｔ１を優先的に動作させ、第１タービン発
電機Ｔ１の能力の予め定める割合（たとえば約７０％）
となった時点で、第２タービン発電機Ｔ２への負荷配分
を始め、第１タービン発電機Ｔ１の能力が１００％とな
る時点まで、第１および第２タービン発電機Ｔ１，Ｔ２
の負荷を適切に配分し、 （ｅ５）第２燃料の費用が第１燃料の費用の前記第１範
囲を超える第２範囲（たとえば１．２倍を含む範囲）で
ある場合、電力要求値ＷＳＥＴが予め定める低い範囲
（たとえば約１４〜２３ＭＷ）では、最初に、燃費のよ
い第１ボイラＢ１を立ち上げ、電力要求値が前記予め定
める低い範囲を超える第２ボイラＢ２の能力限界となる
範囲（約２３〜６３ＭＷ）では、第１および第２ボイラ
Ｂ１，Ｂ２の負荷を適切に配分し、かつ、効率のよい第
１タービン発電機Ｔ１を優先的に動作させ、第１タービ
ン発電機Ｔ１の能力の予め定める割合（たとえば約７０
％）となった時点で、第２タービン発電機Ｔ２への負荷
配分を始め、第１タービン発電機Ｔ１の能力が１００％
となる時点まで、第１および第２タービン発電機Ｔ１，
Ｔ２の負荷を適切に配分し、 （ｅ６）第２燃料の費用が第１燃料の費用の第２の範囲
を超える第３の範囲（たとえば１．５倍を含む範囲）で
ある場合、電力要求値ＷＳＥＴが予め定める低い範囲で
は、効率のよい第２ボイラＢ２よりも燃費のよい第１ボ
イラＢ１を優先的に動作させ、かつ、効率のよい第１タ
ービン発電機Ｔ１を優先的に動作させ、第１タービン発
電機Ｔ１の能力の予め定める割合（たとえば約７０％）
となった時点で、第２タービン発電機Ｔ２への負荷配分
を始め、第１タービン発電機Ｔ１の能力が１００％とな
る時点まで、第１および第２タービン発電機Ｔ１，Ｔ２
の負荷を適切に配分するプラント制御装置とを含むこと
を特徴とする発電プラントである。また本発明は、プラ
ント制御装置は、第１および第２ボイラのＮＯｘ濃度ｆ
ｄＮＯｘ（ｉ）を、燃料消費量ｆｄＦＵＥＬ（ｉ）
（１）の２次式で近似し、ＮＯｘ規制値に対する制約条
件を設定し、（式１６ｂ）第１ボイラは、第２ボイラよ
りもＮＯｘ発生量が少なく、前記第２範囲では、発電要
求が増えるにつれて、ＮＯｘ発生量の少ない第１ボイラ
が優先して使用され、前記第３範囲では、ＮＯｘ発生量
は多いが対燃料費用効果の高い第１ボイラを優先して使
用し、ＮＯｘ発生量が規制値に達する総発電量付近で、
第１ボイラＢ１の燃料使用量の増加を抑えつつ、ＮＯｘ
発生量の少ない第２ボイラＢ２の燃料使用量を増加させ
て、発電量とＮＯｘ規制値の両方を満足させることを特
徴とする。また本発明は、脱硝装置を備え、プラント制
御装置は、燃料流量ｆＦＵＥＬ（ｉ）（１）に比例する
脱硝媒体の消費量ｆｄｅＮＯｘ（ｉ）を、前記燃料ラン
ニングコストＣａに加算することを特徴とする。

【００１４】本発明に従えば、複数の熱エネルギー発生
源の一例であるボイラおよび複数の電気エネルギー発生
装置の一例であるタービン発電機を備える発電プラント
において、各熱エネルギー発生源の燃料別効率特性、燃
料別費用特性および燃料別排気ガス発生特性、ならびに
各電気エネルギー発生装置の発電特性、各排気ガス処理
装置の処理費用特性に基づいて、非線形計画法を用い
て、排気ガスの発生量が所定の制限値以内で、かつ燃
料、さらには脱硝媒体ランニングコストが最小となるよ
うに、各熱エネルギー発生源の燃料流量および空気流
量、ならびに各電気エネルギー発生装置の熱媒体流量を
制御することによって、電力需要や燃料種類が変化して
も、各熱エネルギー発生源および各電気エネルギー発生
装置の負荷を適切に配分でき、その結果、排気ガス規制
値をクリアしつつ、発電プラント全体の効率的運用を実
現できる。本発明に従えば、各熱エネルギー発生源が供
給する蒸気を蒸気ヘッダに一旦蓄積することによって、
熱エネルギー発生源と電気エネルギー発生装置との独立
性を高めることができる。蒸気ヘッダが無い場合は、熱
エネルギー発生源と電気エネルギー発生装置とが対とな
って１つの発電ユニットを構成するため、メンテナンス
作業等によって一方の設備を停止するときは他方の設備
も停止せざるを得ない。これに対して蒸気ヘッダを設け
た場合、１つの熱エネルギー発生源が停止しても残りの
熱エネルギー発生源で必要な蒸気圧を維持できるため、
プラント全体に与える影響が少なくて済む。

【００１５】なお、熱エネルギー発生源としてボイラや
ガスタービン発電機などが適用可能であり、また電気エ
ネルギー発生装置としてボイラからの蒸気やガスタービ
ンからの燃焼ガスを利用するタービン発電機などが適用
可能である。

【００１６】また本発明は、第１および第２ボイラは、
プロセス蒸気を直接取り出す送気を行い、残余の蒸気
を、蒸気ヘッダＳＨへ流入する蒸気流量ｆＢ（ｉ）とし
て計算することを特徴とする。

【００１７】本発明に従えば、各熱エネルギー発生源が
供給する蒸気の一部を分流して外部プロセス向けに利用
する、いわゆるプロセス蒸気の送気を行なう際にも、上
述した各特性を考慮しながら分流蒸気の流量を制御する
ことによって、各熱エネルギー発生源の負荷を適切に配
分でき、その結果、排気ガス規制値をクリアしつつ、発
電プラント全体の効率的運用を実現できる。

【００１８】また本発明は、第１および第２タービン発
電機のタービンは、抽気式であり、抽気量ｆＰ（ｉ）に
応じて発電量が低下する特性を有し、プラント制御装置
は、燃料ランニングコストＣａの計算のために、抽気量
ｆＰ（ｉ）で補正した各タービン発電機の前記発電量Ｗ
（ｊ）ＳＥＴを用いることを特徴とする。

【００１９】本発明に従えば、抽気式の各電気エネルギ
ー発生装置から蒸気の一部を分流して外部プロセス向け
に利用する、いわゆるプロセス蒸気の抽気を行なう際に
も、上述した各特性を考慮しながら分流蒸気の流量を制
御することによって、各電気エネルギー発生装置の負荷
を適切に配分でき、その結果、排気ガス規制値をクリア
しつつ、発電プラント全体の効率的運用を実現できる。

【００２０】

【００２１】

【００２２】

【００２３】

【００２４】

【００２５】

【００２６】

【発明の実施の形態】図１は、本発明の実施の一形態を
示す構成図である。発電プラントは、複数（ここではｎ
台）のボイラＢ１〜Ｂｎと、各ボイラＢ１〜Ｂｎからの
蒸気を蓄積する蒸気ヘッダＳＨと、蒸気ヘッダＳＨから
の蒸気によって回転駆動される複数（ここではｍ台）の
蒸気タービンＴ１〜Ｔｍと、蒸気タービンＴ１〜Ｔｍ毎
に連結された発電機Ｇ１〜Ｇｍと、プラント全体および
個々のプロセスを制御するプラント制御計算機などで構
成される。

【００２７】ボイラＢ１〜Ｂｎには、燃料の流量を制御
する燃料バルブＶ１〜Ｖｎと、空気を流量制御可能に供
給する送風機Ａ１〜Ａｎと、蒸気原料である水を流量制
御可能に供給する給水ポンプＰ１〜Ｐｎとが接続され
る。さらに、ボイラＢ１〜Ｂｎの排気ガス経路には、Ｃ
Ｏ₂、ＮＯｘ、ＳＯｘの濃度を測定するＣＯ₂ センサＳ
Ｃ１〜ＳＣｎ、ＮＯｘセンサＳＮ１〜ＳＮｎ、ＳＯｘセ
ンサＳＳ１〜ＳＳｎが設置され、センサ出力はプラント
制御計算機に入力される。各ボイラＢ１〜Ｂｎからの排
気ガスは、脱硝装置や脱硫装置等の排気ガス処理装置Ｄ
１〜Ｄｎによって規制値以内に維持される。

【００２８】蒸気ヘッダＳＨには、ヘッダ内の蒸気圧を
測定する圧力センサＳＰが設けられ、センサ出力はプラ
ント制御計算機に入力される。蒸気ヘッダＳＨと各蒸気
タービンＴ１〜Ｔｍとの間には、蒸気の流量を制御する
蒸気バルブＳ１〜Ｓｍが接続される。発電機Ｇ１〜Ｇｍ
が発生する電力は電力センサＳＷ１〜ＳＷｎによって測
定され、プラント制御計算機に入力される。

【００２９】また図１の構成では、蒸気タービンＴ１〜
Ｔｍの蒸気経路の途中からプロセス蒸気を取り出す抽気
を行なっている。

【００３０】プラント制御計算機は、プラント運用スケ
ジュールに沿って蒸気ヘッダＳＨの目標圧力値ＰSET が
設定されると、目標圧力値Ｐset と圧力センサＳＰの実
測値との偏差を計算して、所定の伝達関数ＣB を経て、
ボイラ負荷配分プログラムの実行によってボイラＢ１〜
Ｂｎに供給すべき燃料流量ｆFUEL(1)〜ｆFUEL(n)を算出
して燃料バルブＶ１〜Ｖｎの開度を制御するとともに、
送風機Ａ１〜Ａｎの空気流量ｆA(1)〜ｆA(n)を制御す
る。

【００３１】また発電ユニットに関して、プラント制御
計算機は、プラント運用スケジュールに沿って電力デマ
ンドが設定されると、電力負荷配分プログラムの実行に
よって各発電機Ｇ１〜Ｇｍの目標電力値Ｗ(1)SET〜Ｗ
(m)SETを設定し、これらの目標値と電力センサＳＷ１〜
ＳＷｎの実測値との偏差を計算して、所定の伝達関数Ｃ
T(1)〜ＣT(m)を経て、蒸気タービンＴ１〜Ｔｍに入る蒸
気流量ｆT(1)〜ｆT(m)を算出して蒸気バルブＳ１〜Ｓｍ
の開度を制御する。

【００３２】次にプラント全体の負荷配分方法について
説明する。まず発電プラントの電力バランスに関して、
外部に供給すべき総電力デマンド値ＷSET とプラント内
で自己消費される補機動力Ｗ(i)AUXの総合計が実際に発
電すべき電力量であることから、次式（１）が成立す
る。

【００３３】次にタービン発電機の静特性は、蒸気ター
ビンＴｊに流入する蒸気流量ｆＴ（ｊ）、および途中で
分流する抽気流量ｆP(j)の関数となるから、次式（２）
が成立する。 Ｗ(j)SET ＝ ｆCT(j)（ｆT(j),ｆP(j)） …（２）

【００３４】次に補機動力Ｗ(i)AUXは、給水ポンプＰｉ
からの蒸気流量ｆB(i)、および送風機Ａｉの空気流量ｆ
A(i)の関数となるから、次式（３）が成立する。 Ｗ(i)AUX ＝ ｆCAUX(i)（ｆB(i),ｆA(i)） …（３）

【００３５】次にプロセス蒸気の総量ｆPallに関して、
次式（４）が成立する。

【００３６】次に蒸気ヘッダＳＨに流入する蒸気流量ｆ
B(i)と流出する蒸気流量ｆT(j)とのバランスから、次式
（５）が成立する。ｉ＝１〜ｎの自然数、ｊ＝１〜ｍの
自然数である。

【００３７】次にボイラＢｉの静特性に関して、燃料の
流量および種類に応じて効率が変化することから、次式
（６）が成立する。ここではｑ種類の燃料について燃料
流量ｆFUEL(i)(1)〜ｆFUEL(i)(q)を設定する。ｋ＝１〜
ｑの自然数である。 ｆB(i) ＝ ｆCB(i)（ｆFUEL(i)(1),…,ｆFUEL(i)(k),…,ｆFUEL(i)(q)） …（６）

【００３８】次にボイラＢｉの排気ガス発生特性、特に
ＣＯ₂、ＮＯｘ、ＳＯｘの発生量ｆＣＯ₂(i),ｆNOx(i),
ｆSOx(i)に関して、燃料の種類や空気流量ｆA(i)に応じ
て変化することから、次式（７）〜（９）が成立する。 ｆＣＯ₂(i) ＝ ｆCＣＯ₂(i)（ｆA(i),ｆFUEL(i)(1), …,ｆFUEL(i)(k),…,ｆFUEL(i)(q)） …（７） ｆNOx(i) ＝ ｆCNOx(i)（ｆdeNOx(i),ｆA(i),ｆFUEL(i)(1), …,ｆFUEL(i)(k),…,ｆFUEL(i)(q)） …（８） ｆSOx(i) ＝ ｆCSOx(i)（ｆdeSOx(i),ｆA(i),ｆFUEL(i)(1), …,ｆFUEL(i)(k),…,ｆFUEL(i)(q)） …（９）

【００３９】次にボイラＢ１〜Ｂｎの燃料消費ランニン
グコストｆＦＵＥＬ（ｉ）（ｋ）は、ボイラ毎に燃料種
類と燃料単価が変化することから、総燃料消費ランニン
グコストＣＦＵＥＬの次式（１０）が成立する。

【００４０】次に排気ガス処理装置Ｄｉの処理費用に関
して、ＮＯｘ、ＳＯｘでは脱硝処理や脱硫処理のランニ
ングコストが掛かり、ＣＯ₂ では国際条約に基づくプラ
ント総発生量に関わる金銭的ペナルティのランニングコ
ストが掛かることから、次式（１１）〜（１３）が成立
する。

【００４１】次にトータルのランニングコスト関数とし
て、式（１０）〜（１３）に重み係数を掛けて合計する
と、次式（１４）のように表現できる。重み係数ｗf,ｗ
ＣＯ₂,ｗNOx,ｗSOx はコスト評価の自由度を設定するも
ので、重要なコスト要因ほど大きな数値となり、評価し
たくなければゼロに設定する。 ＣALL ＝ ｗf・ＣFUEL＋ｗＣＯ₂・ＣＣＯ₂ ＋ｗNOx・ＣNOx＋ｗSOx・ＣSOx …（14）

【００４２】さらに、排気ガスの総量を規制値以内に遵
守するには、次式（１５）〜（１７）の不等式を満足す
る必要がある。

【００４３】こうして式（１）〜式（９）を満足し、不
等式（１５）〜（１７）が成立し、かつ、全体のランニ
ングコストを示す式（１４）が最小となるように、線形
計画法や非線形計画法等を適用して、プラント制御計算
機が各発電機Ｇ１〜Ｇｍの目標電力値Ｗ(1)SET〜Ｗ(m)S
ET、各蒸気タービンＴ１〜Ｔｍの抽気流量ｆP(1)〜ｆP
(m)、各ボイラＢ１〜Ｂｎの燃料流量ｆFUEL(1)(k)〜ｆF
UEL(n)(k)および空気流量ｆA(1)〜ｆA(n)を定期的に算
出してそれぞれ制御目標値とし、燃料バルブＶ１〜Ｖ
ｎ、送風機Ａ１〜Ａｎ、給水ポンプＰ１〜Ｐｎ、蒸気バ
ルブＳ１〜Ｓｍを制御する。

【００４４】これによって電力需要や燃料種類が変化し
ても、ボイラＢ１〜Ｂｎおよび蒸気タービンＴ１〜Ｔｍ
の負荷を適切に配分しながら、排気ガス規制値をクリア
しつつ、発電プラント全体の効率的運用を実現できる。

【００４５】次に非線形計画法を用いた負荷配分方法の
具体例を説明する。ここでは簡単化のために、1)補機動
力Ｗ(i)AUXは全体の発電量に比べて小さいと仮定して無
視し式（３）はゼロとし、2)蒸気タービンの抽気を行な
わないと仮定して式（４）はゼロとし、3)環境変数に対
する制約、すなわち排気ガスの総量は規制値を充分に下
回っていると仮定して不等式（１５）〜（１７）は無視
し、4)環境対策に関わるコストは燃料消費コストに比べ
て充分に小さいと仮定して式（１１）〜（１３）はゼロ
とし、5)発電プラントは２台のボイラと２機のタービン
発電機とで構成されると仮定している。

【００４６】図２（ａ）（ｂ）は、２台のボイラの静特
性の例を示すグラフである。横軸は燃料流量ｆFUEL（単
位はkl/h）で、縦軸は発生する蒸気流量ｆB （単位はt/
h ）である。これらのグラフは次のような２次の近似式
で表される。 ｆB(1) ＝ ｋB2(1)・｛ｆFUEL(1)(1)−ｋeB(1) ・（ｆFUEL(1)(1)−ｆFUEL(1)(1)OPT）∧2｝ …（20） ｋB2(1) ＝ 9.396 [t/kl] ｋeB(1) ＝ 0.00893 [t・h/kl∧2] ｆFUEL(1)(1)OPT ＝ 14.0 [kl/h] ｆB(2) ＝ ｋB2(2)・｛ｆFUEL(2)(2)−ｋeB(2) ・（ｆFUEL(2)(2)−ｆFUEL(2)(2)OPT）∧2｝ …（21） ｋB2(2) ＝ 11.7909 [t/kl] ｋeB(2) ＝ 0.00222 [t・h/kl∧2] ｆFUEL(2)(2)OPT ＝ 15.0 [kl/h]

【００４７】また、ボイラ運用（燃料供給）範囲とし
て、次の不等式制約条件を設定する。 4.8 [t/h]≦ｆB(1)≦ 16.0 [t/h] 4.0 [t/h]≦ｆB(2)≦ ９．０ ［ｔ／ｈ］

【００４８】図３（ａ）（ｂ）は、２機のタービン発電
機の静特性の例を示すグラフである。横軸は供給される
蒸気流量ｆＴ（単位はt/h ）で、縦軸は発電量Ｗ(j)SET
（単位はMW）である。これらのグラフは次のような２
次の近似式で表される。 Ｗ(1)SET ＝ ｋT2(1)・｛ｆT(1)−ｋeT(1) ・（ｆT(1)−ｆT(1)OPT）∧2} …（22） ｋT2(1) ＝ 0.2001 [MW/(t/h)] ｋeT(1) ＝ 0.00024 [MW/(t/h)∧2] ｆT(1)OPT ＝ 160 [t/h] Ｗ(2)SET ＝ ｋT2(2)・｛ｆT(2)−ｋeT(2) ・（ｆT(2)−ｆT(2)OPT）∧2｝ …（23） ｋT2(2) ＝ 0.1873 [MW/(t/h)] ｋeT(2) ＝ 0.00035 [MW/(t/h)∧2] ｆT(2)OPT ＝ 170 [t/h]

【００４９】また、発電機運用範囲として、次の不等式
制約条件を設定する。 7 [kw]≦Ｗ(1)SET≦ 35 [kw] 7 [kw]≦Ｗ(2)SET≦ 35 [kw] 燃料ランニングコストは、第１燃料費用を基準として次
のように表される。

【００５０】

【数１】

【００５１】これらの式（２０）〜（２４）に基づい
て、線形計画法や非線形計画法を適用して燃料ランニン
グコストＣａが最小となる条件を計算した。

【００５２】図４は第１燃料費用と第２燃料費用が等し
い場合(ＫａFUEL(2)=1.0)の負荷配分を示すグラフであ
る。図５は第２燃料費用が第１燃料費用の１．２倍であ
る場合(ＫａFUEL(2)=1.2)の負荷配分を示すグラフであ
る。図６は第２燃料費用が第１燃料費用の１．５倍であ
る場合(ＫａFUEL(2)=1.5)の負荷配分を示すグラフであ
る。

【００５３】まず第１燃料費用と第２燃料費用が等しい
場合、図４（ｂ）に示すように、線形計画法の結果を見
ると、電力要求値ＷSET が低い範囲では効率のよい第２
ボイラが優先的に動作し、第２ボイラの能力限界付近
（約４８MW）で第１ボイラが立ち上がる。こうした傾向
は非線形計画法の結果も同様である。次に図４（ａ）を
見ると、電力要求値ＷSET が低い範囲では効率のよい第
１タービン発電機が優先的に動作し、第１タービン発電
機の能力限界付近（電力要求値が約４２MW）で第２ター
ビン発電機が立ち上がる。また、非線形計画法の結果を
見ると、第１タービン発電機の能力が約７０％となった
時点（約３３MW）で第２タービン発電機への負荷配分が
始まり、第１タービン発電機の能力が１００％となる時
点（約５０MW）まで両者の負荷が適切に配分され、それ
以後は線形計画法と同様である。

【００５４】次に第２燃料費用が第１燃料費用の１．２
倍である場合、図５（ａ）（ｂ）に示すように、線形計
画法の結果は図４（ａ）（ｂ）のものと一致している。
しかしながら、図５（ｂ）の非線形計画法の結果を見る
と、約１４MWから約２３MWまでの範囲では最初に第１ボ
イラが立ち上がり、約２３MWからは第２ボイラへの負荷
配分が始まり、第２ボイラの能力限界となる約６３MWま
で両者の負荷が適切に配分され、それ以後は線形計画法
と同様である。次に図５（ａ）を見ると、図４（ａ）と
同様な傾向が現われている。

【００５５】次に第２燃料費用が第１燃料費用の１．５
倍である場合、図６（ｂ）に示すように、線形計画法の
結果を見ると、電力要求値ＷSET が低い範囲では効率の
よい第２ボイラよりも燃費のよい第１ボイラが優先的に
動作することが判る。なお、図６（ａ）は図４（ａ）と
同様な傾向を示している。

【００５６】以上の説明では、ボイラ特性およびタービ
ン発電機特性を２次で近似した例を示したが、線形で近
似した場合には次のような式となる。 ｆB(1) ＝ ｋB1(1)・ｆFUEL(1)(1)−ｆB(1)bias …（20a） ｋB1(1) ＝ 10 [t/kl], ｆB(1)bias ＝ 10 [kl/h] ｆB(2) ＝ ｋB1(2)・ｆFUEL(2)(2)−ｆB(2)bias …（21a） ｋB1(2) ＝ 12 [t/kl], ｆB(2)bias ＝ 4 [kl/h] 燃料ランニングコストは、第１燃料費用を基準として次
のように表される。

【００５７】

【数２】

【００５８】ここで、ＫａFUEL(2)＝1.2を代入すると、

【００５９】

【数３】

【００６０】となって、燃料ランニングコストＣａは総
発生蒸気量で決定され、負荷の配分は任意となることが
判る。

【００６１】このように２台のボイラに使用する燃料の
種類や費用が相違する場合でも、線形計画法や非線形計
画法を適用することによって、全体の燃料ランニングコ
ストを最小とする運転条件を容易に見出すことができ
た。

【００６２】次に環境規制値を考慮した負荷配分方法の
具体例を説明する。ここでは、窒素酸化物ＮＯx を対象
とする例を説明するが、ＣＯ₂、ＳＯxについても同様な
手法を適用できる。また、ボイラおよびタービン発電機
の特性は図２、図３と同じ場合を説明する。

【００６３】図７（ａ）（ｂ）は、２台のボイラのＮＯ
x 特性の例を示すグラフである。横軸は燃料流量ｆFUEL
（定格流量を１として規格化）で、縦軸は発生するＮＯ
x 濃度（規制濃度を１として規格化）である。

【００６４】ＮＯx の発生量ｆNOx(i)は、各ボイラ単体
で既に最適化に調整されているとすると、脱硝媒体の消
費量ｆdeNOx(i)、空気流量ｆA(i)、燃料流量ｆFUEL(i)
(1)の関数で表現されるが、結局、上記式（８）は次式
（８ａ）のように表現できる。 ｆNOx(i) ＝ ｆCNOx(i)（ｆFUEL(i)(1)） …（8a）

【００６５】さらに、実データからの定性的な表現に書
換えると、次式（８ｂ）となる。 ｆdNOx(i) ＝ ｆCNOx(i)（ｆdFUEL(i)(1)） …（8b）

【００６６】ここで、ｆdNOx(i)はＮＯx規制値を１と考
えた場合のＮＯx濃度であり、ｆdFUEL(i)(1)は定格流量
（第１ボイラでは16[t/h]、第２ボイラでは18[t/h]）を
１としたときの燃料消費量である。

【００６７】具体的な計算例として、図７（ａ）（ｂ）
のグラフは次のような２次の近似式で表される。 第１ボイラ: ｆdNOx(1) ＝ 0.9−0.1×ｆdFUEL(1)(1) ＋0.4×ｆdFUEL(1)(1)∧2 …（8c） 第２ボイラ: ｆdNOx(2) ＝ 0.6−0.06667×ｆdFUEL(2)(1) ＋0.266667×ｆdFUEL(2)(1)∧2 …（8d）

【００６８】さらに簡単化のために、ボイラ２台分のＮ
Ｏx 濃度について排ガス総量を用いた評価ではなく、燃
料消費量ベースで算出すると、上記式（１６）は次式
（１６ａ）のように書換えられる。 ｆdNOxall ＝ (ｆdNOx(1)×ｆFUEL(1)(1)＋ｆdNOx(2)×ｆFUEL(2)(1)) /(ｆFUEL(1)(1)＋ｆFUEL(2)(1)) …（16a） ここで、 ｆdNOxall ≦ 1 …（16b） というように、ＮＯx 規制値に対する制約条件が表現で
きる。

【００６９】この制約条件（１６ｂ）を加えて、図５に
示した第２燃料費用が第１燃料費用の１．２倍である条
件と同一の条件で非線形計画法を用いて計算し直した結
果を図８に示す。

【００７０】図８（ａ）は発電量配分、図８（ｂ）は燃
料配分、図８（ｃ）はＮＯx 濃度をそれぞれ示すグラフ
である。このＮＯx 制約条件では、発電要求が増えるに
つれて、ＮＯx 発生量の少ない第１ボイラが優先して使
用されることになり（図８（ｂ）参照）、ＮＯx 発生量
が規制値を超えることなく（図８（ｃ）参照）、結果的
には図５の結果と同様な配分傾向となる。

【００７１】次に、この制約条件（１６ｂ）を加えて、
図６に示した第２燃料費用が第１燃料費用の１．５倍で
ある条件と同一の条件で非線形計画法を用いて計算し直
した結果を図９に示す。

【００７２】図９（ａ）は発電量配分、図９（ｂ）は燃
料配分、図９（ｃ）はＮＯx 濃度をそれぞれ示すグラフ
である。このＮＯx 制約条件では、発電要求が増えるに
つれて、ＮＯx 発生量は多いが対燃料費用効果の高い第
１ボイラが優先して使用されることになる（図９（ｂ）
参照）。しかし、総発電量３３ＭＷ付近で総ＮＯx 発生
量が規制値に達してしまうため（図９（ｃ）参照）、規
制値をクリアするために、第１ボイラの燃料使用量の増
加を抑えつつＮＯx 発生量の少ない第２ボイラの燃料使
用量を増加させることによって、発電量とＮＯx 規制値
の両方を満足させることが可能になる。

【００７３】さらに、いずれのケースともボイラに関す
る制約であるため、図８（ａ）および図９（ａ）に示す
ように、タービン発電機の発電量配分への影響が現われ
ていないことが判る。

【００７４】次に排ガス処理費用を考慮した負荷配分方
法の具体例を説明する。ここでは、窒素酸化物ＮＯx を
対象とする例を説明するが、ＣＯ2、ＳＯxについても同
様な手法を適用できる。また、ボイラおよびタービン発
電機の特性は図２、図３と同じで、ＮＯx 特性も図７と
同じ場合を説明する。

【００７５】ここで、脱硝装置に関わるランニングコス
トが脱硝媒体の消費量ｆdeNOx(i)に比例し、さらに消費
量ｆdeNOx(i)は燃料流量ｆFUEL(i)(1)に比例すると考え
ると、上記式（１２）は次式（１２ａ）のように書換え
られる。 ＣNOx ＝ ＫＣdeNOx×ＫdeNOx×(ｆFUEL(1)(1)＋ｆFUEL(2)(1)) …(12a)

【００７６】この関係を用いて、式（２４）と同様に、
第１燃料費用を基準として総燃料ランニングコストＣａ
は次のように表される。 Ｃａ＝ｆFUEL(1)(1)＋ＫａFUEL(2)×ｆFUEL(2)(1)＋ＣNOx/ＫFUEL(1) ＝ｆFUEL(1)(1)＋ＫａFUEL(2)×ｆFUEL(2)(1) ＋ＫaNOx×(ｆFUEL(1)(1)＋ｆFUEL(2)(1)) …(24c)

【００７７】ここでは、脱硝処理コストがおおよそ第１
ボイラ燃料費用の５割であるとし、ＫaNOx=0.55の場合
の計算例を図１０に示す。

【００７８】図１０（ａ）はコスト削減効果、図１０
（ｂ）は燃料配分、図１０（ｃ）はＮＯx 濃度をそれぞ
れ示すグラフである。第２ボイラ燃料費用は第１ボイラ
の１．５倍として、ＫａFUEL(2)=1.5を用いており、図
９の結果を併記している。

【００７９】本発明による費用削減効果は、図１０
（ａ）に示すように、発電要求量が約３７ＭＷ〜５４Ｍ
Ｗの範囲で現われており、この影響で燃料配分が若干変
更されている（図１０（ｂ）参照）。また、この場合で
もＮＯx を超えないように負荷配分がなされていること
が判る（図１０（ｃ）参照）。電力配分は図９（ａ）の
グラフと同じになるため、図示を省略している。

【００８０】次に抽気を含めた負荷配分方法の具体例を
説明する。タービンより抽気される場合、抽気量ｆP(i)
に応じてタービン出力（発電量と同等）が低下する影響
を近似的に次式で表す。 ｆT(i)’＝ ｆT(i)−ｋfts(i)×ｆP(i) と表し、ここでは第１および第２タービンとも同じ影響
を受けるとして、ｋfts(1)=ｋfts(2)=0.3とする。

【００８１】この特性を元に、式（２２）（２３）をｆ
T(i)’の関数として書換えると、各タービン発電機の目
標発電量Ｗ(i)SETは、タービン供給蒸気量ｆT(i)、抽気
量ｆP(i)の関数となる。 Ｗ(i)SET＝ｋT2(i)×{ｆT(i)'−ｋeT(i)×(ｆT(i)'−ｆT(i)OPT)∧2} …(22a)(23a)

【００８２】また、タービンによって排出される蒸気量
ｆTex(i)は、ｆTex(i)=ｆT(i)-ｆP(i)となり、供給蒸気
量より多く抽気できないため、少なくともｆTex(i)=ｆT
(i)-ｆP(i)≧0となる。

【００８３】ここでは、さらにｆTex(i)=ｆT(i)-ｆP(i)
≧Ｋfmin(i)×ｆT(i)として、今回の計算例においてＫf
min(1)=Ｋfmin(2)=0.2とする。すなわち、供給蒸気量の
２割は最低排出されるという不等式制約条件を設定す
る。

【００８４】さらに、タービンに供給される蒸気量も一
般的には制限されるため、ここでは抽気がない場合の各
タービン発電最大量３５ＭＷ時に必要となる蒸気量の
１．１倍の数値として、次の不等式制約条件を設定す
る。 ｆT(1) ≦ 192.5 [t/h] ｆT(2) ≦ 205.7 [t/h]

【００８５】上述した図１０の計算条件に今回の不等式
制約条件を追加して、抽気量を100[t/h]として計算した
結果を図１１に示す。

【００８６】図１１（ａ）は抽気量配分、図１１（ｂ）
は燃料配分、図１１（ｃ）はＮＯx濃度をそれぞれ示す
グラフである。

【００８７】本発明による効果は、図１１（ａ）に示す
ように、抽気がある場合でも対応可能であり、抽気特性
を両タービンとも同一としたため、タービン特性のよい
第１タービンの抽気量がやや多くなる配分傾向を示す。
一方、燃料配分も抽気による発電量の低下を補充する
分、発電要求量に対しては燃料が増加するが、配分傾向
としては図１０（ｂ）と同じ傾向を示す（図１１（ｂ）
参照）。また、この場合でもＮＯx を超えないように負
荷配分がなされていることが判る（図１１（ｃ）参
照）。電力配分は図９（ａ）のグラフと同じになるた
め、図示を省略している。さらに、本抽気条件では、発
電要求量が約１６ＭＷ以下、あるいは６４ＭＷ以上で運
用不能となり、このことは100[t/h]の抽気を行なうだけ
で約１６ＭＷの発電量が得られ、さらに発電量６４ＭＷ
において100[t/h]の抽気を行なうと６ＭＷ分のロスにな
ることを意味する。

【００８８】次に補機動力損失を含めた負荷配分方法の
具体例を説明する。補機動力損失を考慮した場合でも本
発明による配分計算が可能である。ここでは、各ボイラ
の補機動力Ｗ(i)AUXが燃料流量ｆFUEL(i)(1)に比例する
と仮定する。 Ｗ(1)AUX ＝ 0.1531×ｆFUEL(1)(1) …(3a) Ｗ(2)AUX ＝ 0.0583×ｆFUEL(2)(1) …(3b)

【００８９】なお、式（３）では補機動力Ｗ(i)AUXが発
生蒸気量ｆB(i)および空気量ｆA(i)の関数としている
が、ここでは発生蒸気量、空気量ともに燃料流量の関数
とみなしている。また、これらの計数の根拠は、定格時
７０ＭＷの発電量に対して約５％の補機動力が必要にな
るとして算出しており、燃料単価の安い第１ボイラ側の
補機の使用電力が多いと仮定している。

【００９０】上述した図１１の計算条件に今回の条件を
追加して計算した結果を図１２、図１３に示す。

【００９１】図１２（ａ）は発電量配分、図１２（ｂ）
は燃料配分、図１２（ｃ）はＮＯx濃度をそれぞれ示す
グラフである。また図１３（ａ）はランニングコストの
目的関数、図１３（ｂ）はその拡大図である。なお、横
軸は実際に系外に取り出せる電力としている。

【００９２】図１２（ａ）に示すように、電力配分につ
いては大きな差は見られず、特性のよい第１タービンが
優先して使用される。これに対して燃料配分について
は、総発電量が少ないときは対燃料費用特性のよい第１
ボイラが優先されるが、ボイラ負荷の上昇に伴い、補機
動力損失が増加するため、補機動力損失を考慮しない場
合と比べて、第２ボイラが早く投入されることが判る
（図１２（ｂ）参照）。また、発電量が増えるに従い、
対環境性の優れた第２ボイラが優先されるため、その結
果、対環境性も補機動力損失を考慮しない場合と比べて
向上している（図１２（ｃ）参照）。

【００９３】一方、ランニングコストに関しては、元々
損失分が少ないので大きな効果となって現われていない
が（図１３（ａ）参照）、たとえば燃料配分特性が補機
動力損失の考慮によって変化する発電量２０ＭＷ付近を
拡大すると、ランニングコストが僅かながらも改善して
いることが判る（図１３（ｂ）参照）。なお、本抽気条
件では、発電要求量が約６０ＭＷ以上で運用不能とな
り、このことは100[t/h]の抽気で６ＭＷ分のロスになる
ことに加えて、補機動力４ＭＷが失われていることを意
味する。

【００９４】次に抽気量が変化したときの負荷配分方法
の具体例を説明する。総発電要求デマンドを５０ＭＷと
し抽気量が変化する場合でも、本発明による配分計算が
可能であり、上述と同じプラント条件を用いた結果を図
１４、図１５に示す。

【００９５】図１４（ａ）は発電量配分、図１４（ｂ）
は燃料配分、図１４（ｃ）はＮＯx濃度をそれぞれ示す
グラフである。また図１５は抽気量配分を示すグラフで
ある。いずれも横軸は総抽気量[t/h]で、本発電条件で
の最大抽気量は288[t/h]としている。

【００９６】電力配分は、特性のよい第１タービンが優
先して使用されるが、抽気量が増えて160[t/h]付近で
は、第１タービンの発電量が低下し、その分を第２ター
ビンが補充している（図１４（ａ）参照）。また本プラ
ント条件では、ボイラの負荷も対燃料費用特性のよい第
１ボイラより補機動力損失の少ない第２ボイラが優先さ
れる（図１４（ｂ）参照）。その結果、対環境性の優れ
た第２ボイラが優先されるため、環境規制値もクリアで
きることが判る（図１４（ｃ）参照）。

【００９７】抽気量配分は、抽気量が少ないときはほぼ
均等に配分されているが、第１タービンの供給蒸気量が
制限値に達する約110[t/h]付近から、第２タービンの抽
気が優先されることが判る（図１５参照）。さらに、総
抽気量が約250[t/h]を超えると、第１タービンの発電量
を犠牲にして第１タービンの抽気量を増やしていること
が判る。

【００９８】次にボイラの動特性を考慮した例を説明す
る。図１６は、ボイラの燃料流量の時間変化を示すグラ
フである。横軸は時間（単位はサンプル周期）、縦軸は
燃料流量[kl/h]である。時刻０で燃料流量が１０[kl/h]
から増加して、現在時刻１で１２．５[kl/h]となり、こ
れ以後の将来の変化を予測している。なお、サンプル周
期は負荷変化、すなわち電力デマンド値の更新周期（２
〜３分）とボイラ制御周期（０．５秒程度）との間の適
切な周期を設定する。

【００９９】ここでは簡単化のために、タービン発電機
の応答特性がボイラに比べて充分に速く、かつ、発電量
と供給蒸気量が比例すると仮定して、ボイラ動特性につ
いてのみ検討した。ボイラ時定数ＴB 、ラプラス演算子
ｓ、設計圧力で正規化したボイラ圧力の変動ＰB 、定格
燃料量で正規化した燃料流量ｆFUEL、定格蒸気量で正規
化した発生蒸気量ｆB を用いて、ボイラ動特性は、次式
（３０）で表される。

【０１００】

【数４】

【０１０１】次に主蒸気出口までの圧力損失を線形化す
ると、Ｐc を設計圧力で正規化した主蒸気圧力の変動、
Ｒを正規化した圧力損失パラメータとして、次式（３
１）で表される。 Ｐc ＝ ＰB−Ｒ・ｆB …（31）

【０１０２】次にボイラマスタ制御をＰＩ制御と発生蒸
気量ｆB のＦＦ制御で行なうと仮定して、燃料流量ｆFU
ELは次式（３２）で表される。ここで、ＫP はＰＩ制御
器の比例ゲイン、ＴI はＰＩ制御器の積分時定数[分]、
ＫFFはＦＦ制御の比例ゲインである。

【０１０３】

【数５】

【０１０４】式（３０）〜（３２）を状態方程式で表現
すると次のようになる。

【０１０５】

【数６】

【０１０６】次に、式（３６）を式（３４）に代入し
て、出力変数ｙ1 を消去して変形すると、次式（３７）
になる。

【０１０７】

【数７】

【０１０８】次に、式（３５）と式（３７）とを式（３
３）の形式に書換える。

【０１０９】

【数８】

【０１１０】従って、状態方程式は次のようになる。

【０１１１】

【数９】

【０１１２】こうしてボイラの動特性を定式化すること
ができた。次に非線形計画法を適用する。ボイラの静特
性を式（２０）と同様に２次の近似式で表現すると、次
のようになる。ここで、ｆaFUELはタービン発電機とバ
ランスする燃料流量（単位はkl/h）である。 ｆB ＝ ｋB2・｛ｆaFUEL−ｋeB・(ｆaFUEL−ｆFUELOPT）∧2｝ …（41）

【０１１３】次に入力変数ｕ＝ｆB＝ｆaFUELと置き換
え、さらにデジタル計装を考慮して静的に釣り合う燃料
流量ｆaFUELも０次ホールドと仮定する。すなわち、 ｆaFUEL(ｔ) ＝ ｆaFUEL(k）＝ const.（ｔ(k)≦ｔ＜ｔ(k)＋Δｔ) …（42） 次に式（３９）を解いて、次のサンプルｔ＝ｔ(k)+Δｔ
での応答予測は次のように表される。

【０１１４】

【数１０】

【０１１５】また、動特性を考えた場合、評価として燃
料の積算値で評価するのが妥当であり、次のサンプルｔ
＝ｔ(k)+Δｔまでの積算値の予測はｔ(k)≦ｔ＜ｔ(k)+
Δｔの範囲で積分することになる。

【０１１６】

【数１１】

【０１１７】ここで、発電プラントが上述した２台のボ
イラと２機のタービン発電機とで構成される場合は、燃
料ランニングコストＣａは式（４５）（４６）に示した
燃料積算値の予測を用いて、次のように表される。 Ｃａ ＝ｆFUEL_sum(1)(k)＋ＫａFUEL(2)・ｆFUEL_sum(2)(k) …（47）

【０１１８】以下、図４〜図６で説明した手法と同じ手
法を用いて、全体の燃料ランニングコストを最小とする
運転条件を容易に見出すことができる。

【０１１９】その際、不等式制約条件として、燃料流量
の予測値が制約（最大、最小）を超えない条件として、
次の不等式を考慮する。 ｇ(1)(k) ＝ ｆFUEL(1)(k＋1)−ｆFUEL(1)max ≦ 0 …（48） ｇ(2)(k) ＝ ｆFUEL(2)(k＋1)−ｆFUEL(2)max ≦ 0 …（49） ｇ(3)(k) ＝ ｆFUEL(1)min−ｆFUEL(1)(k＋1) ≦ 0 …（50） ｇ(4)(k) ＝ ｆFUEL(2)min−ｆFUEL(2)(k＋1) ≦ 0 …（51）

【０１２０】さらに、主蒸気圧力の予測値が制約（最
大、最小）を超えない条件として、次の不等式を考慮す
る。 ｇ(5)(k) ＝ ＰC(1)(k＋1)−ＰC(1)max ≦ 0 …（52） ｇ(6)(k) ＝ ＰC(2)(k＋1)−ＰC(2)max ≦ 0 …（53） ｇ(7)(k) ＝ ＰC(1)min−ＰC(1)(k＋1) ≦ 0 …（54） ｇ(8)(k) ＝ ＰC(2)min−ＰC(2)(k＋1) ≦ 0 …（55） こうして動特性上の制約を考慮した最適負荷配分が可能
になる。

【０１２１】図１７は、発電プラントの負荷配分オンラ
イン制御システムの概念図である。発電プラントの計測
状態量として、燃料流量、ボイラ蒸気発生量、ボイラ主
蒸気圧力、ボイラ主蒸気温度、各環境変数（ＣＯ₂、Ｎ
Ｏｘ、ＳＯｘの濃度）、タービン供給蒸気量、抽気蒸気
量、発電量がある。

【０１２２】プラント制御計算機は、こうした計測状態
量の推定値および実績値に基づいてボイラモデル特性お
よびタービン発電機特性の補正を行ない、さらにモデル
パラメータからボイラ状態量およびタービン発電機状態
量の推定を行ない、状態量の推定値をフイードバック
し、さらに制約条件を考慮して燃料流量、空気流量、抽
気蒸気量、発電量に関する最適負荷配分を行ない、その
結果は発電プラントの制御やモデル特性補正のフイード
バック情報に反映される。

【０１２３】図１８は、本発明の第２実施形態を示す構
成図である。図１の構成が蒸気タービンの蒸気経路の途
中からプロセス蒸気を取り出す抽気を行なうのに対し
て、ここでは抽気の代わりに、ボイラＢ１〜Ｂｎから蒸
気バルブＷ１〜Ｗｎを介してプロセス蒸気を直接取り出
す送気を行なっている。その他の構成は図１と同様であ
るため、重複説明を省く。

【０１２４】次にプラント全体の負荷配分方法について
説明する。まず発電プラントの電力バランスに関して、
外部に供給すべき総電力デマンド値ＷSET とプラント内
で自己消費される補機動力Ｗ(i)AUXの総合計が実際に発
電すべき電力量であることから、次式（６１）が成立す
る。

【０１２５】次にタービン発電機の静特性は、蒸気ター
ビンＴｊに流入する蒸気流量ｆＴ（ｊ）、および途中で
分流する抽気流量ｆP(j)の関数となるから、次式（６
２）が成立する。 Ｗ(j)SET ＝ ｆCT(j)（ｆT(j),ｆP(j)） …（62）

【０１２６】次に補機動力Ｗ(i)AUXは、給水ポンプＰｉ
からの蒸気流量ｆB(i)、および送風機Ａｉの空気流量ｆ
A(i)の関数となるから、次式（６３）が成立する。 Ｗ(i)AUX ＝ ｆCAUX(i)（ｆB(i),ｆA(i)） …（63）

【０１２７】次にプロセス蒸気の総量ｆPallに関して、
次式（６４）が成立する。

【０１２８】次に蒸気ヘッダＳＨに流入する蒸気流量ｆ
BSH(i)と流出する蒸気流量ｆT(j)とのバランスから、次
式（６５）が成立する。

【０１２９】次にボイラＢｉの静特性に関して、燃料の
流量および種類に応じて効率が変化することから、次式
（６６）が成立する。ここではｑ種類の燃料について燃
料流量ｆFUEL(i)(1)〜ｆFUEL(i)(q)を設定する。 ｆB(i) ＝ ｆCB(i)（ｆBSat(i)(1),ｆFUEL(i)(1), …,ｆFUEL(i)(k),…,ｆFUEL(i)(q)） …（66）

【０１３０】次にボイラＢｉの排気ガス発生特性、特に
ＣＯ₂、ＮＯx、ＳＯx の発生量ｆCO2(i),ｆNOx(i),ｆSO
x(i)に関して、燃料の種類や空気流量ｆA(i)、脱硝媒体
の消費量ｆdeNOx(i)、脱硫媒体の消費量ｆdeSOx(i)、に
応じて変化することから、次式（６７）〜（６９）が成
立する。 ｆCO2(i) ＝ ｆCCO2(i)（ｆA(i),ｆFUEL(i)(1), …,ｆFUEL(i)(k),…,ｆFUEL(i)(q)） …（67） ｆNOx(i) ＝ ｆCNOx(i)（ｆdeNOx(i),ｆA(i),ｆFUEL(i)(1), …,ｆFUEL(i)(k),…,ｆFUEL(i)(q)） …（68） ｆSOx(i) ＝ ｆCSOx(i)（ｆdeSOx(i),ｆA(i),ｆFUEL(i)(1), …,ｆFUEL(i)(k),…,ｆFUEL(i)(q)） …（69）

【０１３１】次にボイラＢ１〜Ｂｎの燃料消費ランニン
グコストに関して、ボイラ毎に燃料種類と燃料単価が変
化することから、次式（７０）が成立する。

【０１３２】次に排気ガス処理装置Ｄｉの処理費用に関
して、ＮＯｘ、ＳＯｘでは脱硝処理や脱硫処理のランニ
ングコストが掛かり、ＣＯ₂ では国際条約に基づくプラ
ント総発生量に関わる金銭的ペナルティのランニングコ
ストが掛かることから、次式（７１）〜（７３）が成立
する。

【０１３３】次にトータルのランニングコスト関数とし
て、式（７０）〜（７３）に重み係数を掛けて合計する
と、次式（７４）のように表現できる。重み係数ｗｆ，
ｗＣＯ₂,ｗNOx,ｗSOx はコスト評価の自由度を設定する
もので、重要なコスト要因ほど大きな数値となり、評価
したくなければゼロに設定する。 ＣALL ＝ ｗf・ＣFUEL＋ｗＣＯ₂・ＣＣＯ₂＋ｗNOx・ＣNOx＋ｗSOx・ＣSOx …（74）

【０１３４】さらに、排気ガスの総量を規制値以内に遵
守するには、次式（７５）〜（７７）の不等式を満足す
る必要がある。

【０１３５】こうして式（６１）〜式（６９）を満足
し、不等式（７５）〜（７７）が成立し、かつ、全体の
ランニングコストを示す式（７４）が最小となるよう
に、線形計画法や非線形計画法等を適用して、プラント
制御計算機が各発電機Ｇ１〜Ｇｍの目標電力値Ｗ(1)SET
〜Ｗ(m)SET、各ボイラＢ１〜Ｂｎの送気流量ｆBSat(1)
〜ｆBSat(n) 、各ボイラＢ１〜Ｂｎの燃料流量ｆFUEL
(1)(k)〜ｆFUEL(n)(k)および空気流量ｆA(1)〜ｆA(n)を
定期的に算出してそれぞれ制御目標値とし、燃料バルブ
Ｖ１〜Ｖｎ、送風機Ａ１〜Ａｎ、給水ポンプＰ１〜Ｐ
ｎ、蒸気バルブＷ１〜Ｗｎを制御する。

【０１３６】これによって電力需要や燃料種類が変化し
ても、ボイラＢ１〜Ｂｎおよび蒸気タービンＴ１〜Ｔｍ
の負荷を適切に配分しながら、排気ガス規制値をクリア
しつつ、発電プラント全体の効率的運用を実現できる。

【０１３７】次に送気量を考慮して発電量が変化する場
合の負荷配分方法の具体例を説明する。送気量を100[t/
h]とし、総発電要求デマンドが変化した場合でも本発明
による配分計算が可能であり、上述したボイラ特性：式
（２０），（２１）、タービン特性：式（２２），（２
３）、ＮＯx発生特性：式（８ｃ），（８ｄ）、コスト
評価：式（２４ｃ）（ＫａFUEL(2)=1.5，ＫａNOx=0.5
5）、および補機動力特性：式（３ａ），（３ｂ）と同
じプラント条件で、抽気がないときの結果を図１９に示
す。

【０１３８】図１９（ａ）は発電量配分、図１９（ｂ）
は燃料配分、図１９（ｃ）はＮＯx濃度をそれぞれ示す
グラフである。横軸は総発電量[MW]で、最大総発電量は
送気ロス分により約47[MW]としている。

【０１３９】電力配分は、抽気がないときと同じで、特
性のよい第１タービンが優先して使用される（図１９
（ａ）参照）。ボイラの負荷についても送気分の蒸気が
発電に全く寄与しない分だけ発電量当りの燃料が増加し
ているが、配分傾向は抽気ありの場合と同様である（図
１９（ｂ）参照）。また、環境規制値もクリアできるこ
とが判る（図１９（ｃ）参照）。

【０１４０】次に送気量が変化する場合の負荷配分方法
の具体例を説明する。総発電要求デマンドを５０ＭＷと
し送気量が変化する場合でも、本発明による配分計算が
可能であり、上述と同じプラント条件で、抽気がないと
きの結果を図２０に示す。

【０１４１】図２０（ａ）は発電量配分、図２０（ｂ）
は燃料配分、図２０（ｃ）はＮＯx濃度をそれぞれ示す
グラフである。横軸は送気量[t/h]で、最大送気量は約8
8[t/h]としている。

【０１４２】電力配分は、特性のよい第１タービンが優
先して使用される（図２０（ａ）参照）。ボイラの負荷
についても、抽気ありの場合と同様に、本プラント条件
では、対燃料費用特性のよい第１ボイラより補機動力損
失の少ない第２ボイラが優先される（図２０（ｂ）参
照）。また、環境規制値もクリアできることが判る（図
２０（ｃ）参照）。

【０１４３】さらに、蒸気量の増加に伴い、燃料流量が
増加し、その増加分に応じて補機動力損失が増加する
が、その増加分を第２タービンの発電によって補ってい
ることが判る（図２０（ａ）参照）。

【０１４４】

【発明の効果】以上詳説したように本発明によれば、複
数の熱エネルギー発生源、たとえばその一例として２つ
のボイラ、および複数の電気エネルギー発生装置、たと
えばその一例として２つのタービン発電機を備える発電
プラントにおいて、各ボイラの燃料別効率特性、燃料別
費用特性および燃料別排気ガス発生特性、ならびに各タ
ービン発電機の発電特性、各排気ガス処理装置の処理費
用特性に基づいて、線形計画法または非線形計画法を用
いて、排気ガスの発生量が所定の制限値以内で、かつラ
ンニングコストが最小となるように、各ボイラの燃料流
量および空気流量、ならびに各タービン発電機の熱媒体
流量を制御することによって、電力需要や燃料種類が変
化しても、各ボイラおよび各タービン発電機の負荷を適
切に配分でき、その結果、排気ガス規制値をクリアしつ
つ、発電プラント全体の効率的運用を実現できる。特に
本発明によれば、ＮＯｘなどの排ガス環境規制値以下に
抑止しながら燃料ランニングコストの評価を行い、その
ランニングコストが最小になるように、たとえば２つの
ボイラとたとえば２つのタービン発電機の運転制御を行
い。したがって本発明によれば、プラント全体でいわば
トータルで環境規制を解決し、したがってたとえば第１
および第２ボイラのうち、或るボイラでは規制値を超え
ていても、他のボイラでは規制を大きくし、こうしてプ
ラント全体で環境規制を解決し、こうしてより柔軟な運
用を実現することができる。

【図面の簡単な説明】

【図１】本発明の実施の一形態を示す構成図である。

【図２】２台のボイラの静特性の例を示すグラフであ
る。

【図３】２機のタービン発電機の静特性の例を示すグラ
フである。

【図４】第１燃料費用と第２燃料費用が等しい場合(Ｋ
ａFUEL(2)=1.0)の負荷配分を示すグラフである。

【図５】第２燃料費用が第１燃料費用の１．２倍である
場合(ＫａFUEL(2)=1.2)の負荷配分を示すグラフであ
る。

【図６】第２燃料費用が第１燃料費用の１．５倍である
場合(ＫａFUEL(2)=1.5)の負荷配分を示すグラフであ
る。

【図７】２台のボイラのＮＯx 特性の例を示すグラフで
ある。

【図８】環境規制値を考慮した負荷配分方法の具体例で
あり、図８（ａ）は発電量配分、図８（ｂ）は燃料配
分、図８（ｃ）はＮＯx 濃度を示すグラフである。

【図９】環境規制値を考慮した負荷配分方法の具体例で
あり、 図９（ａ）は発電量配分、図９（ｂ）は燃料配
分、図９（ｃ）はＮＯx 濃度を示すグラフである。

【図１０】排ガス処理費用を考慮した負荷配分方法の具
体例であり、図１０（ａ）はコスト削減効果、図１０
（ｂ）は燃料配分、図１０（ｃ）はＮＯx 濃度を示すグ
ラフである。

【図１１】抽気を含めた負荷配分方法の具体例であり、
図１１（ａ）は抽気量配分、図１１（ｂ）は燃料配分、
図１１（ｃ）はＮＯx 濃度を示すグラフである。

【図１２】補機動力損失を含めた負荷配分方法の具体例
であり、図１２（ａ）は発電量配分、図１２（ｂ）は燃
料配分、図１２（ｃ）はＮＯx 濃度を示すグラフであ
る。

【図１３】補機動力損失を含めた負荷配分方法の具体例
であり、図１３（ａ）はランニングコストの目的関数、
図１３（ｂ）はその拡大図である。

【図１４】抽気量が変化したときの負荷配分方法の具体
例であり、図１４（ａ）は発電量配分、図１４（ｂ）は
燃料配分、図１４（ｃ）はＮＯx 濃度を示すグラフであ
る。

【図１５】抽気量が変化したときの負荷配分方法の具体
例であり、抽気量配分を示すグラフである。

【図１６】ボイラの燃料流量の時間変化を示すグラフで
ある。

【図１７】発電プラントの負荷配分オンライン制御シス
テムの概念図である。

【図１８】本発明の第２実施形態を示す構成図である。

【図１９】送気量を考慮して発電量が変化する場合の負
荷配分方法の具体例であり、図１９（ａ）は発電量配
分、図１９（ｂ）は燃料配分、図１９（ｃ）はＮＯx 濃
度を示すグラフである。

【図２０】送気量が変化する場合の負荷配分方法の具体
例であり、図２０（ａ）は発電量配分、図２０（ｂ）は
燃料配分、図２０（ｃ）はＮＯx 濃度を示すグラフであ
る。

【符号の説明】

Ｖ１〜Ｖｎ 燃料バルブ Ａ１〜Ａｎ 空気ポンプ Ｐ１〜Ｐｎ 給水ポンプ Ｂ１〜Ｂｎ ボイラ Ｄ１〜Ｄｎ 排気ガス処理装置 ＳＨ 蒸気ヘッダ Ｔ１〜Ｔｍ 蒸気タービン Ｇ１〜Ｇｍ 発電機 Ｓ１〜Ｓｍ、Ｗ１〜Ｗｎ 蒸気バルブ

───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (72)発明者 山寺 崇仁 兵庫県明石市川崎町１番１号 川崎重工 業株式会社 明石工場内 (72)発明者 伊藤 俊郎 東京都江東区南砂２丁目11番１号 川崎 重工業株式会社 東京設計事務所内 (72)発明者 和佐田 憲彦 東京都江東区南砂２丁目11番１号 川崎 重工業株式会社 東京設計事務所内 (56)参考文献 特開 平８−95604（ＪＰ，Ａ) 特開 平６−74414（ＪＰ，Ａ) 実開 昭50−143122（ＪＰ，Ｕ) (58)調査した分野(Int.Cl.⁷，ＤＢ名) F22B 35/00 - 35/18 F01K 13/02 G05B 13/02

Claims (8)

(57)【特許請求の範囲】
1. 【請求項１】 （ａ）燃料を燃焼させて熱エネルギーを
   発生し、高温の熱媒体を供給する複数の熱エネルギー発
   生源と、 （ｂ）熱エネルギー発生源からの熱媒体が有する熱エネ
   ルギーを電気エネルギーに変換する複数の電気エネルギ
   ー発生装置と、 （ｃ）各熱エネルギー発生源から排出される排気ガスを
   処理する複数の排気ガス処理装置と、 （ｄ）熱エネルギー発生源へ供給する燃料の流量を制御
   する燃料流量制御手段と、 （ｅ）熱エネルギー発生源へ供給する空気の流量を制御
   する空気流量制御手段と、 （ｆ）電気エネルギー発生装置へ供給する熱媒体の流量
   を制御する熱媒体流量制御手段と、 （ｇ）電力要求値ＷＳＥＴを設定する手段と、 （ｈ）プラント制御装置であって、 （ｈ１）熱エネルギー発生源からの熱媒体の流量ｆＢ
   （ｉ）を、燃料の費用が異なる各種類ｋ毎の流量ｆＦＵ
   ＥＬ（ｉ）（ｋ）の近似式で表し、 （ｈ２）各電気エネルギー発生装置Ｔｊの発電量Ｗ
   （ｊ）ＳＥＴを、各電気エネルギー発生装置Ｔｊに供給
   される熱媒体の流量ｆＴ（ｊ）の近似式で表し、 （ｈ３）複数ｑ種類の各燃料を切換えて使用する各熱エ
   ネルギー発生源Ｂｉ毎の総燃料消費ランニングコストＣ
   ＦＵＥＬを計算し、 （ｈ４）各熱エネルギー発生源Ｂｉ毎の複数の各種類毎
   の排気ガス処理装置による排気ガス処理のランニングコ
   ストの総和ＣＣＯ₂，ＣＮＯｘ，ＣＳＯｘを計算し、 （ｈ５）これらの総燃料消費ランニングコストＣＦＵＥ
   Ｌと、各排気ガス処理のランニングコストの総和ＣＣＯ
   ₂，ＣＮＯｘ，ＣＳＯｘにそれぞれ対応する重みを考慮
   したトータルのランニングコストＣＡＬＬを計算し、 （ｈ６）各熱エネルギー発生源Ｂｉからの各種類毎の排
   気ガスの発生量ｆＣＯ₂（ｉ），ｆＮＯｘ（ｉ），ｆＳ
   Ｏｘ（ｉ）の総量ｆＣＯ₂ａｌｌ，ｆＮＯｘａｌｌ，ｆ
   ＳＯｘａｌｌを、予め定める各規制値ｆＣＯ₂（ｍａ
   ｘ），ｆＮＯｘ（ｍａｘ），ｆＳＯｘ（ｍａｘ）以下と
   し、かつ、 （ｈ７）前記トータルのランニングコストＣＡＬＬが最
   小となるように、線形計画法または非線形計画法を適用
   して、 （ｈ８）各電気エネルギー発生装置Ｂ１〜Ｂｎの目標電
   力値Ｗ（１）ＳＥＴ〜Ｗ（ｍ）ＳＥＴ、ならびに （ｈ９）各エネルギー発生源Ｂ１〜Ｂｎの燃料流量ｆＦ
   ＵＥＬ（１）（ｋ）〜ｆＦＵＥＬ（ｎ）（ｋ）および空
   気流量ｆＡ（１）〜ｆＡ（ｎ）を、定期的に算出してそ
   れぞれ制御目標値とし、 （ｈ１０）各熱エネルギー発生源Ｂｉの燃料の種類、燃
   料の流量、燃焼用空気を制御するとともに、 各電気エネルギー発生装置Ｔｊに供給される熱媒体流量
   を制御するプラント制御装置とを含むことを特徴とする
   発電プラント。
2. 【請求項２】 （ａ）燃料を燃焼させて熱エネルギーを
   発生し、高温の熱媒体を供給する複数の熱エネルギー発
   生源と、 （ｂ）熱エネルギー発生源からの熱媒体が有する熱エネ
   ルギーを電気エネルギーに変換する複数の電気エネルギ
   ー発生装置と、 （ｃ）各熱エネルギー発生源から排出される排気ガスを
   処理する複数の排気ガス処理装置と、 （ｄ）熱エネルギー発生源へ供給する燃料の流量を制御
   する燃料流量制御手段と、 （ｅ）熱エネルギー発生源へ供給する空気の流量を制御
   する空気流量制御手段と、 （ｆ）電気エネルギー発生装置へ供給する熱媒体の流量
   を制御する熱媒体流量制御手段と、 （ｇ）電力要求値ＷＳＥＴを設定する手段とを含み、 （ｈ１）熱エネルギー発生源からの熱媒体の流量ｆＢ
   （ｉ）を、燃料の費用が異なる各種類ｋ毎の流量ｆＦＵ
   ＥＬ（ｉ）（ｋ）の近似式で表し、 （ｈ２）各電気エネルギー発生装置Ｔｊの発電量Ｗ
   （ｊ）ＳＥＴを、各電気エネルギー発生装置Ｔｊに供給
   される熱媒体の流量ｆＴ（ｊ）の近似式で表し、 （ｈ３）複数ｑ種類の各燃料を切換えて使用する各熱エ
   ネルギー発生源Ｂｉ毎の総燃料消費ランニングコストＣ
   ＦＵＥＬを計算し、 （ｈ４）各熱エネルギー発生源Ｂｉ毎の複数の各種類毎
   の排気ガス処理装置による排気ガス処理のランニングコ
   ストの総和ＣＣＯ₂，ＣＮＯｘ，ＣＳＯｘを計算し、 （ｈ５）これらの総燃料消費ランニングコストＣＦＵＥ
   Ｌと、各排気ガス処理のランニングコストの総和ＣＣＯ
   ₂，ＣＮＯｘ，ＣＳＯｘにそれぞれ対応する重みを考慮
   したトータルのランニングコストＣＡＬＬを計算し、 （ｈ６）各熱エネルギー発生源Ｂｉからの各種類毎の排
   気ガスの発生量ｆＣＯ₂（ｉ），ｆＮＯｘ（ｉ），ｆＳ
   Ｏｘ（ｉ）の総量ｆＣＯ₂ａｌｌ，ｆＮＯｘａｌｌ，ｆ
   ＳＯｘａｌｌを、予め定める各規制値ｆＣＯ₂（ｍａ
   ｘ），ｆＮＯｘ（ｍａｘ），ｆＳＯｘ（ｍａｘ）以下と
   し、かつ、 （ｈ７）前記トータルのランニングコストＣＡＬＬが最
   小となるように、線形計画法または非線形計画法を適用
   して、 （ｈ８）各電気エネルギー発生装置Ｂ１〜Ｂｎの目標電
   力値Ｗ（１）ＳＥＴ〜Ｗ（ｍ）ＳＥＴ、ならびに （ｈ９）各エネルギー発生源Ｂ１〜Ｂｎの燃料流量ｆＦ
   ＵＥＬ（１）（ｋ）〜ｆＦＵＥＬ（ｎ）（ｋ）および空
   気流量ｆＡ（１）〜ｆＡ（ｎ）を、 定期的に算出してそれぞれ制御目標値とし、 （ｈ１０）各熱エネルギー発生源Ｂｉの燃料の種類、燃
   料の流量、燃焼用空気を制御するとともに、 各電気エネルギー発生装置Ｔｊに供給される熱媒体流量
   を制御することを特徴とする発電プラントの運転方法。
3. 【請求項３】 （ａ）複数ｎのボイラＢｉであって、費
   用が異なる複数ｑの燃料を切換えて使用するボイラＢｉ
   と、 （ｂ）各ボイラＢｉからの蒸気が流入される蒸気ヘッダ
   ＳＨと、 （ｃ）複数ｍのタービン発電機Ｔｊであって、 蒸気ヘッダＳＨからの蒸気がそれぞれ供給され、 各タービン発電機Ｔｊからの総電力が外部に供給される
   タービン発電機Ｔｊと、 （ｄ）電力要求値ＷＳＥＴを設定する手段と、 （ｅ）プラント制御装置であって、 （ｅ１）各ボイラＢｉの蒸気ヘッダＳＨへ流入する蒸気
   流量ｆＢ（ｉ）を、燃料の費用が異なる各種類ｋ毎の流
   量ｆＦＵＥＬ（ｉ）（ｋ）の近似式で表し、 各ボイラＢｉの運用の燃料供給流量ｆＢ（ｉ）の範囲を
   設定し、 （ｅ２）各タービン発電機Ｔｊの発電量Ｗ（ｊ）ＳＥＴ
   を、蒸気ヘッダＳＨから供給する蒸気流量ｆＴ（ｊ）の
   近似式で表し、 各タービン発電機Ｔｊの運用の発電量Ｗ（ｊ）ＳＥＴの
   範囲を設定し、 （ｅ３）複数ｑ種類の各燃料を切換えて使用する各ボイ
   ラＢｉ毎の総燃料消費ランニングコストＣＦＵＥＬを計
   算し、 （ｅ４）各ボイラＢｉ毎のＣＯ₂排気ガス処理のランニ
   ングコストの総和ＣＣＯ₂と、 各ボイラＢｉ毎のＮＯｘ排気ガス処理のランニングコス
   トの総和ＣＮＯｘと、 各ボイラＢｉ毎のＳＯｘ排気ガス処理のランニングコス
   トの総和ＣＳＯｘを計算し、 （ｅ５）これらの総燃料消費ランニングコストＣＦＵＥ
   Ｌと、各排気ガス処理のランニングコストの総和ＣＣＯ
   ₂，ＣＮＯｘ，ＣＳＯｘにそれぞれ対応する重み係数ｗ
   ｆ，ｗＣＯ₂，ｗＮＯｘ，ｗＳＯｘを設定し、 （ｅ６）トータルのランニングコストＣＡＬＬ、 ＣＡＬＬ ＝ ｗｆ・ＣＦＵＥＬ＋ｗＣＯ₂・ＣＣＯ₂ ＋ｗＮＯｘ・ＣＮＯｘ＋ｗＳＯｘ・ＣＳＯｘ を計算し、 （ｅ７）各ボイラＢｉのＣＯ₂の発生量ｆＣＯ₂（ｉ）の
   総量ｆＣＯ₂ａｌｌを予め定めるＣＯ₂規制値ｆＣＯ
   ₂（ｍａｘ）以下とし、 各ボイラＢｉのＮＯｘの発生量ｆＮＯｘ（ｉ）の総量ｆ
   ＮＯｘａｌｌを予め定めるＮＯｘ規制値ｆＮＯｘ（ｍａ
   ｘ）以下とし、 各ボイラＢｉのＳＯｘの発生量ｆＳＯｘ（ｉ）の総量ｆ
   ＳＯｘａｌｌを予め定めるＳＯｘ規制値ｆＳＯｘ（ｍａ
   ｘ）以下とし、かつ、 （ｅ８）前記トータルのランニングコストＣＡＬＬが最
   小となるように、線形計画法または非線形計画法を適用
   して、 （ｅ９）各発電機Ｇ１〜Ｇｍの目標電力値Ｗ（１）ＳＥ
   Ｔ〜Ｗ（ｍ）ＳＥＴ、各蒸気タービンＴ１〜Ｔｍの抽気
   流量ｆＰ（１）〜ｆＰ（ｍ）、各ボイラＢ１〜Ｂｎの燃
   料流量ｆＦＵＥＬ（１）（ｋ）〜ｆＦＵＥＬ（ｎ）
   （ｋ）および空気流量ｆＡ（１）〜ｆＡ（ｎ）を定期的
   に算出してそれぞれ制御目標値とし、 （ｅ１０）各ボイラＢｉの燃料の種類、燃料の流量、燃
   焼用空気および給水量を制御するとともに、 各タービン発電機Ｔｊの蒸気ヘッダＳＨから供給される
   蒸気流量を制御するプラント制御装置とを含むことを特
   徴とする発電プラント。
4. 【請求項４】 （ａ）第１および第２ボイラＢ１，Ｂ２
   であって、 第１ボイラＢ１は、第２ボイラＢ２よりも燃費がよく、 第２ボイラＢ２は、第１ボイラＢ１よりも効率がよく、 各第１および第２ボイラＢ１，Ｂ２はいずれも、費用が
   異なる第１および第２燃料を切換えて使用する第１およ
   び第２ボイラＢ１，Ｂ２と、 （ｂ）第１および第２ボイラＢ１，Ｂ２からの蒸気が流
   入される蒸気ヘッダＳＨと、 （ｃ）第１および第２タービン発電機Ｔ１，Ｔ２であっ
   て、 蒸気ヘッダＳＨからの蒸気がそれぞれ供給され、 第１タービン発電機Ｔ１は、第２タービン発電機Ｔ２よ
   りも効率がよく、 第１および第２タービン発電機Ｔ１，Ｔ２からの総電力
   が外部に供給される第１および第２タービン発電機Ｔ
   １，Ｔ２と、 （ｄ）電力要求値ＷＳＥＴを設定する手段と、 （ｅ）プラント制御装置であって、 （ｅ１）第１および第２の各ボイラＢ１，Ｂ２の蒸気ヘ
   ッダＳＨへ流入する蒸気流量ｆＢ（ｉ）を、燃料の費用
   が異なる第１および第２種類毎の流量ｆＦＵＥＬ（ｉ）
   （ｋ）の２次式で表し、 各ボイラＢ１，Ｂ２の運用の燃料供給流量ｆＢ（ｉ）の
   範囲を設定し、 （ｅ２）第１および第２の各タービン発電機Ｔ１，Ｔ２
   の発電量Ｗ（ｊ）ＳＥＴを、蒸気ヘッダＳＨから供給す
   る蒸気流量ｆＴ（ｊ）の２次式で表し、 各タービン発電機Ｔ１，Ｔ２の運用の発電量Ｗ（ｊ）Ｓ
   ＥＴの範囲を設定し、 （ｅ３）燃料ランニングコストＣａを、予め定める第１
   燃料の費用ＫＦＵＥＬ（１）を基準として、非線形計画
   法を適用して、燃料ランニングコストＣａが最小となる
   条件を計算し、 （ｅ４）第２燃料の費用ＫＦＵＥＬ（２）が第１燃料の
   費用ＫＦＵＥＬ（１）の予め定める倍率の第１範囲であ
   る場合、 電力要求値設定手段によって設定された電力要求値ＷＳ
   ＥＴが予め定める低い範囲では、効率のよい第２ボイラ
   Ｂ２を優先的に動作させ、第２ボイラＢ２の能力限界付
   近で、燃費のよい第１ボイラＢ１を立ち上げ、かつ、 効率のよい第１タービン発電機Ｔ１を優先的に動作さ
   せ、第１タービン発電機Ｔ１の能力の予め定める割合と
   なった時点で、第２タービン発電機Ｔ２への負荷配分を
   始め、第１タービン発電機Ｔ１の能力が１００％となる
   時点まで、第１および第２タービン発電機Ｔ１，Ｔ２の
   負荷を適切に配分し、 （ｅ５）第２燃料の費用が第１燃料の費用の前記第１範
   囲を超える第２範囲である場合、 電力要求値ＷＳＥＴが予め定める低い範囲では、 最初に、燃費のよい第１ボイラＢ１を立ち上げ、 電力要求値が前記予め定める低い範囲を超える第２ボイ
   ラＢ２の能力限界となる範囲では、第１および第２ボイ
   ラＢ１，Ｂ２の負荷を適切に配分し、かつ、 効率のよい第１タービン発電機Ｔ１を優先的に動作さ
   せ、第１タービン発電機Ｔ１の能力の予め定める割合と
   なった時点で、第２タービン発電機Ｔ２への負荷配分を
   始め、第１タービン発電機Ｔ１の能力が１００％となる
   時点まで、第１および第２タービン発電機Ｔ１，Ｔ２の
   負荷を適切に配分し、 （ｅ６）第２燃料の費用が第１燃料の費用の第２の範囲
   を超える第３の範囲である場合、 電力要求値ＷＳＥＴが予め定める低い範囲では、効率の
   よい第２ボイラＢ２よりも燃費のよい第１ボイラＢ１を
   優先的に動作させ、かつ、 効率のよい第１タービン発電機Ｔ１を優先的に動作さ
   せ、第１タービン発電機Ｔ１の能力の予め定める割合と
   なった時点で、第２タービン発電機Ｔ２への負荷配分を
   始め、第１タービン発電機Ｔ１の能力が１００％となる
   時点まで、第１および第２タービン発電機Ｔ１，Ｔ２の
   負荷を適切に配分するプラント制御装置とを含むことを
   特徴とする発電プラント。
5. 【請求項５】 プラント制御装置は、 第１および第２ボイラのＮＯｘ濃度ｆｄＮＯｘ（ｉ）
   を、 燃料消費量ｆｄＦＵＥＬ（ｉ）（１）の２次式で近似
   し、 ＮＯｘ規制値に対する制約条件を設定し、 第１ボイラは、第２ボイラよりもＮＯｘ発生量が少な
   く、 前記第２範囲では、発電要求が増えるにつれて、ＮＯｘ
   発生量の少ない第１ボイラが優先して使用され、 前記第３範囲では、ＮＯｘ発生量は多いが対燃料費用効
   果の高い第１ボイラを優先して使用し、 ＮＯｘ発生量が規制値に達する総発電量付近で、第１ボ
   イラＢ１の燃料使用量の増加を抑えつつ、ＮＯｘ発生量
   の少ない第２ボイラＢ２の燃料使用量を増加させて、発
   電量とＮＯｘ規制値の両方を満足させることを特徴とす
   る請求項４記載の発電プラント。
6. 【請求項６】 脱硝装置を備え、 プラント制御装置は、 燃料流量ｆＦＵＥＬ（ｉ）（１）に比例する脱硝媒体の
   消費量ｆｄｅＮＯｘ（ｉ）を、前記燃料ランニングコス
   トＣａに加算することを特徴とする請求項４または５記
   載の発電プラント。
7. 【請求項７】 第１および第２ボイラは、プロセス蒸気
   を直接取り出す送気を行い、残余の蒸気を、蒸気ヘッダ
   ＳＨへ流入する蒸気流量ｆＢ（ｉ）として計算すること
   を特徴とする請求項４〜６のうちの１つに記載の発電プ
   ラント。
8. 【請求項８】 第１および第２タービン発電機のタービ
   ンは、抽気式であり、抽気量ｆＰ（ｉ）に応じて発電量
   が低下する特性を有し、 プラント制御装置は、燃料ランニングコストＣａの計算
   のために、抽気量ｆＰ（ｉ）で補正した各タービン発電
   機の前記発電量Ｗ（ｊ）ＳＥＴを用いることを特徴とす
   る請求項４〜６のうちの１つに記載の発電プラント。